20105.0-R-003 - Informe Técnico Central Hidroeléctrica Ayash

8/18/2019 20105.0-R-003 - Informe Técnico Central Hidroeléctrica Ayash

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COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA SAC

CENTRAL HIDROELÉCTRICA AYASH

ESTUDIO DE ALTERNATIVAS ENERGÉTICAS

Lima, Noviembre 2014

20105.0-R-003

Informe Técnico General


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20105.0-R-003 - Informe técnico central hidroeléctrica Ayash 14.11.2014

1 14/11/2014 Jsm Bes/Bra

0 30/10/2014 Jsm Bes/Bra

Versión Fecha Redactado Verificado

Lombardi SA Ingenieros Consultores – Sucursal PerúAvenida Javier Prado Oeste Nº 390 – San Isidro – Lima - PerúTeléfono +51(1) 222 43 [email protected], www.lombardi.ch


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ESTUDIO ALTERNATIVAS ENERGÉTICAS - COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A.Central hidroeléctrica Ayash: Informe técnico general I


ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN 1

2. PLANTEAMIENTO GENERAL 2

2.1 Objetivo general del estudio 2

3. HIDROLOGÍA 4

3.1 Generalidades 4

3.2 Premisas hidrológicas 5

3.3 Curva de duración 5

4. TOPOGRAFÍA 6

5. ESQUEMA DE ALTERNATIVAS 7

5.1 Condicionantes generales 7

5.2 Obra de toma 7

5.3 Conducción: Alternativa 1 – Superficial 9

5.4 Conducción: Alternativa 2 – Subterránea 11

5.5 Casa de máquinas 13

6. CONSIDERACIONES AMBIENTALES y sociales 15

6.1 Impactos ambientales 156.1.1 Impactos paisajísticos 15

6.1.2 Impactos sociales 15

7. ENERGÍA DEL PROYECTO 17

7.1 Posibilidad de Regulación 17

7.1.1 Regulación diaria 17

7.1.2 Mayor capacidad de regulación 17

7.2 Pérdidas de carga y caída neta 19

7.3 Potencia instalada 197.4 Producción energética promedio 19

8. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES 21

9. COSTO DE LAS ALTERNATIVAS 24

10. ESTUDIO ECONÓMICO FINANCIERO 26

10.1 Modelo Financiero 26

10.2 Evaluación de ingresos del proyecto 26

10.2.1 Ingresos del proyecto 26

10.2.2 Ingresos por ahorro de energía 26

10.2.3 Ingresos por ahorro de potencia 26


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ESTUDIO ALTERNATIVAS ENERGÉTICAS - COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A.Central hidroeléctrica Ayash: Informe técnico general II


10.3 Parámetros financieros del modelo 27

10.4 Resultados del modelo 28

11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 29

11.1 Conclusiones 29

11.2 Recomendaciones 30

ANEXO

A Principales características del Proyecto


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ESTUDIO ALTERNATIVAS ENERGÉTICAS - COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A.Central Hidroeléctrica Ayash: Informe Técnico General 1


1. INTRODUCCIÓN

La Compañía Minera Antamina S.A. (Antamina), mediante la orden nº O41492, ha encargado a

Lombardi SA Ingenieros Consultores Sucursal Perú (LO) la elaboración del presente estudio de

alternativas para generación y suministro eléctrico de autoconsumo, tanto para la mina de An-

tamina, ubicada en el distrito de San Marcos, en la región de Ancash, como en sus instalacio-

nes en el puerto de Huarmey.

Se ha analizado la viabilidad técnica y económica de tres alternativas de generación:

a) Planta hidroeléctrica en la cuenca de la quebrada Ayash (Mina).

b) Planta hidroeléctrica reversible entre las lagunas denominadas Nescafé y Huayocco-

cha (Mina).

c) Aprovechamiento Mareomotriz y Termosolar (puerto de Huarmey).

El presente informe comprende un estudio conceptual del aprovechamiento hidroeléctrico de

Ayash a los siguientes niveles:

• Esquema general del aprovechamiento

• Potencia y producción estimada

• Estimación de costes

• Evaluación financiera

El Capítulo 2 presenta el objetivo general del estudio. El Capítulo 3 muestra los principales condicio-

nantes hidrológicos del proyecto. En el Capítulo 4 se detalla la información topográfica empleada. En el

Capítulo 5 de describen las 2 variantes constructivas propuestas. En el Capítulo 6 se realizan algunas

consideraciones ambientales del proyecto. En el Capítulo 7 se realiza una estimación de la generación

energética del proyecto. El Capítulo 8 muestra un cronograma de las actividades. En el Capítulo 9 se

realiza una estimación preliminar de los costos de construcción. El Capítulo 10 contiene el análisis fi-

nanciero y finalmente en Capítulo 11 enumera una serie de conclusiones y recomendaciones.


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2. PLANTEAMIENTO GENERAL

2.1 Objetivo general del estudio

Además del cargo por la compra de energía, en la actualidad, Antamina recibe un cargo por potencia

en función de la máxima potencia medida en un día cualquiera del mes, durante un periodo que va de

las 18:00 h a las 23:00 h. La central de Ayash pretende contribuir a reducir la demanda energética du-

rante estas horas.

A lo largo de la margen derecha de la presa de relaves de la mina, discurren dos canales denominados

MCDC (Middle Catchment Diversion Channel) y UCDC (Upper Catchment Diversion Channel) que re-

cogen el agua de escorrentía de diferentes zonas de la mina, impidiendo su llegada a la balsa de rela-

ves. De esta forma el agua es conducida hasta las proximidades de la presa de relaves y derivada me-

diante un túnel denominado “decant tunnel” aguas abajo de la presa, hacia la quebrada Ayash.

Actualmente estos caudales se emplean simplemente para mantener el caudal ecológico en la quebra-

da, aguas abajo de la presa. En los párrafos siguientes se describe el estudio conceptual del aprove-

chamiento de dichas aguas por medio de la planta hidroeléctrica de Ayash. La planta tendrá una poten-

cia instalada de 2.3 MW, (Qd=1.1 m3 /s; H= 265 m). La obra de toma estará ubicada en la zona de deri-

vación de los caudales hacia el “decant tunnel”, y la casa de máquinas en el portal de salida de éste,

aguas abajo de la presa de relaves (ver Imagen 1)Debido a los procesos de la mina, el volumen de material depositado aumenta constantemente y con él

la necesidad de elevar la presa de relaves. En un futuro próximo el nivel del agua en la balsa de relaves

anegará la zona de los canales. Este hecho se tendrá en cuenta a la hora de formular las distintas al-

ternativas.


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Imagen 1: Esquema general del aprovechamiento


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3. HIDROLOGÍA

3.1 Generalidades

Gran parte de la infraestructura hidráulica presente en la mina está destinada a evitar que el agua de

escorrentía llegue hasta la balsa de relaves y abastecer las necesidades de agua fresca de las instala-

ciones. Así mismo este manejo del agua debe garantizar un caudal ecológico de 150 l/s aguas abajo de

la presa en la quebrada Ayash.

Con objeto de controlar el caudal derivado hacia la quebrada de Ayash se han instalado dos estaciones

hidrométricas que miden los caudales transportados por los canales MCDC y UCDC [1] prácticamente

en su tramo final, antes de su transición hacia el tramo en subterráneo. Esta transición se realiza en

primer lugar mediante el trasvase de los caudales del UCDC hacia el MCDC, mediante una tubería con

elementos de disipación al final, que permite la entrega del agua con una energía comparable a la del

canal receptor (MCDC). Posteriormente el agua comienza su recorrido en subterráneo a través del “si-

de hill estructure” y del “MCD tunnel” hasta llegar finalmente al “decant tunnel”, por donde discurre has-

ta su punto de vertido en la quebrada Ayash.

En la Tabla 1 se muestran las estaciones empleadas en el estudio:

Código LugarCoordenadas UTM

(Zona 18) Cota (m s.n.m)

Norte Este

CO-10 Final del Canal alto dederivación (UCDC)

8.944.617 277.691 4145.0

CO-37 Final del Canal mediode derivación (MCDC)

8.943.981 277.718 4133.0

Tabla 1: Estaciones empleadas en el estudio

Nota:

[1] El canal UCDC recorre la vertiente sur de la balsa de relaves y fue concebido con el propósito de captar y de-

rivar los caudales drenados por las cuencas de los ríos “C” (aguas abajo del dique de Nescafé) y “D” (aguas

abajo de la presa “D”).

El canal MCDC recorre la vertiente derecha de la balsa de relaves, desde el Polishing Pond hasta su cone-

xión al tramo en subterráneo.


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3.2 Premisas hidrológicas

Necesariamente la mina realiza constantes reestructuraciones de su infraestructura hidráulica para po-der adaptarse a las exigencias de sus procesos productivos. Esto genera cierta incertidumbre en el

planteamiento de hipótesis para un periodo prolongado de años. Por ello es necesario destacar en este

punto dos premisas principales en las que se fundamenta el estudio:

• Se considerará exclusivamente, el desarrollo del proyecto aguas abajo de las estaciones hi-

drométricas.

• Se ha considerado que las futuras actuaciones que se realicen aguas arriba de este punto,

mantendrán un régimen de caudales similar al que existe actualmente.

3.3 Curva de duración

El estudio de los caudales disponibles para generación se realizó en base a la suma de caudales regis-

trados por las estaciones CO-10 y CO-37 (Tabla 1) y su correspondiente curva de duración (Gráfico 1):

Gráfico 1: Curva de duración Ayash (Est: CO-37 + Est: CO-10)

Para el diseño de la central hidroeléctrica de Ayash se ha considerado un caudal de 1.1 m3/s corres-

pondiente a una probabilidad de excedencia del 31 %.

0

1

2

3

4

5

6

7

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Q m3/s

Pr. de ser superado


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4. TOPOGRAFÍA

Para la elaboración del estudio se ha utilizado la topografía facilitada por Antamina con curvas cada 5

m y correspondiente a la zona 18-S de Perú.


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5. ESQUEMA DE ALTERNATIVAS

5.1 Condicionantes generales

Se han estudiado dos alternativas de proyecto (Ref. plano 20105.0-P-301), ambas viables, que permi-

tan la construcción de la planta. Ambas alternativas se diferencian en el tramo de conducción que va

desde el punto de obra de toma hasta la casa de máquinas:

- En la Alternativa 1 la conducción de baja presión recorre la ladera derecha de la balsa de re-

laves, hasta la casa de válvulas, desde donde comienza el tramo en presión hasta la casa de

máquinas. La instalación de la tubería se realizará en zanja.

- En la Alternativa 2 la conducción discurrirá por el interior del “decant tunnel” desde la obra de

toma hasta el portal de salida de éste en las proximidades de la casa de máquinas. La tubería

irá instalada sobre silletas.

Existen ciertos condicionantes iniciales que determinan el trazado de las obras.

• Subida del nivel: El condicionante principal en la concepción de las alternativas es la subida

constante del nivel en la balsa de relaves que irá inundando progresivamente los canales exis-

tentes. Por ello deberán estudiarse alternativas que permitan adaptarse a esta subida del nivel

sin perjudicar el funcionamiento de la central.

• Existencia de túnel: La existencia del “decant tunnel” ofrece una alternativa muy interesante pa-

ra instalar la tubería de presión sin realizar obras significativas. Esta es la base de la Alternativa

2, aunque estará fuertemente condicionada a los usos previstos para el “decant tunnel” a corto

y largo plazo.

5.2 Obra de toma

La ubicación de la obra de toma (ver Imagen 2) está afectada por los siguientes condicionantes:

1. La ubicación de los canales de conducción

2. El programa de recrecimiento de la presa

El recrecimiento de la presa de relaves llegará a inundar los canales existentes, los mismos que debe-

rán ser elevados por encima del futuro nivel del embalse.

Lo anterior se dará en un horizonte temporal estimado de unos 16 años por lo que de momento se pue-

den identificar 2 etapas distintas para el funcionamiento de la minicentral de Ayash.


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Imagen 2: Ubicación de conexión UCDC – MCDC (Canal disipador)

De forma esquemática se plantean 2 etapas:

1. Etapa actual (año 2014 - 2020): El canal UCDC vierte sus aguas en el MCDC mediante una tu-

bería con estructura de disipación en la entrega. Desde el MCDC el agua entraría en el tramo

en presión (bien por el túnel existente, bien por la tubería superficial). La construcción del canal

ACDC aún no se habría realizado o estaría en curso (ver Imagen 3).

Imagen 3: Esquema captación – Etapa Actual


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2. Etapa definitiva (Año 2020 – En adelante): Se prevé la derivación por el canal ACDC de los

caudales transportados por el MCDC y UCDC (deberá dimensionarse el canal ACDC bajo esta

hipótesis). Se instalarán 2 tuberías con estructuras de disipación a la entrega, para mantener el

nivel de operación de los equipos. Los canales MCDC y UCDC se encontrarían cerrados (ver

Imagen 4).

Imagen 4: Esquema captación - Etapa Definitiva

La diferencia de cota entre los canales ACDC y MCDC se ha estimado en 35 m. La hipótesis para el

dimensionamiento de los equipos de generación se ha basado en el nivel de operación del canal

MCDC, por ello son necesarias estructuras de disipación en los trasvases del UCDC y ACDC hacia el

MCDC, que mantengan este nivel. De querer aprovechar esta caída adicional, podría plantearse la ins-

talación de una turbina intermedia diseñada para esa diferencia de cota o la renovación del equipo de

generación principal en la casa de máquinas de Ayash para que pueda funcionar con la caída total. De

optar por una sustitución del equipo se podría pasar de una capacidad de 2.3 MW a 2.6 MW.

5.3 Conducción: Alternativa 1 – Superficial

Desde el punto de aducción ubicado en el MCDC, comienza el tramo en baja presión que bordea la la-

dera derecha de la balsa de relaves, hasta pasar el estribo derecho de la presa. Este tramo se realizará

en tubería de PRFV de 0.8 m de diámetro. La longitud total será de 1.650 m (ver Imagen 5).

Debe tenerse en cuenta que el trazado de la tubería de PRFV interferiría con el recrecimiento de la pre-

sa, debiendo atravesar el cuerpo de la misma.


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Los caudales que excedan el caudal turbinable, serán derivados por “el decant túnel” mediante canales

con estructuras de disipación similares a los existentes.

Imagen 5: Trazado de tubería de conducción (paralela a camino existente)

Pasado el eje de la presa, a unos 250 m, se ubicará una casa de válvulas desde donde comenzará el

tramo en presión. Este tramo desciende perpendicular a la quebrada por una ladera de fuerte pendiente

(apróx 70 %), hasta bajar a pocos metros del eje del rio. El hecho de que la pendiente sea tan elevada

condicionará la instalación de la tubería y el diseño de los bloques de anclaje. Finalmente, en las pro-

ximidades de la casa de máquinas, la tubería realizará un giro para situarse paralela al río y entrar en

la central. La longitud total del tramo de la tubería de presión tendrá 540 m (ver Imagen 6 e Imagen 7),

y será de acero, con un diámetro de 0.6 m.


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Imagen 6: Trazado aproximado de tubería de presión

Imagen 7: Perfil del tramo de tubería de presión

5.4 Conducción: Alternativa 2 – Subterránea

La alternativa de trazado subterráneo prevé la utilización del “decant tunnel” existente, para la instala-

ción de la tubería de presión hasta la casa de máquinas, ubicada en el portal de salida de éste.

Los caudales superiores al caudal de diseño, serán conducidos por el interior del túnel. Se construirá un

murete de separación entre la tubería y el caudal excedente, de tal forma que la conducción de estos

caudales se realice en lámina libre como si se tratara de un canal (ver Imagen 8). La altura de este mu-

ro dependerá de la pendiente del túnel en cada tramo. Dado que la pendiente media del túnel es eleva-

da no se esperan alturas considerables (la capacidad de transporte del túnel es alta).


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Imagen 8: Instalación de tubería en interior de túnel (Ref.: HOBAS – CH Kalin y Sokolna)

Se ha considerado la instalación de una tubería de PRFV de 0.8 m de diámetro desde la captación has-

ta el primer tramo del “decant tunnel” de longitud igual a 1360 m. El resto de tubería se ha previsto en

acero de 0.6 m de diámetro y longitud igual a 450 m.

Obras como el canal LCDC han sido inundadas por el agua, y algunas estructuras hidráulicas han sido

modificadas para evitar la entrada al túnel del agua de relaves. No obstante, la información recabada a

través de los planos recibidos y las conversaciones mantenidas con Antamina parecen confirmar que

la posibilidad de instalar la tubería en el interior del túnel es viable. En cualquier caso será necesario

confirmar que esta variante no interfiere con usos actuales o futuros del “decant tunnel”. En la Imagen 9

se muestra un esquema de la configuración actual de las obras desde el punto de captación de la cen-

tral hidroeléctrica de Ayash en el MCDC hasta la entrada en el “decant tunnel”.


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verna, o a pocos metros del portal de salida creando una falsa caverna en el interior del cuerpo de la

presa.

Imagen 10: Portal de salida del “decant tunnel” – Ubicación casa de máquinas


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No obstante, es conocido en toda el área andina, que la realización de nuevas obras puede generar

reacciones por parte de las comunidades, a veces no estrictamente proporcionales al tamaño e impacto

que puedan tener las obras. Por lo tanto se recomienda seguir con los talleres informativos que Anta-

mina acostumbra desarrollar, dedicando un espacio especial a la información sobre los temas directa-

mente relacionados con la construcción de la planta de Ayash.


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7. ENERGÍA DEL PROYECTO

7.1 Posibilidad de Regulación

7.1.1 Regulación diaria

Se ha estudiado que para el caudal de diseño establecido (correspondiente a una probabilidad de ex-

cedencia del 30 % apróx) y mediante una mínima actuación en la toma actual del dique del Polishing

Pond que permita el almacenamiento de un pequeño volumen de agua, se puede conseguir una ligera

regulación de los caudales, que sin embargo puede resultar interesante en términos de rentabilidad. El

volumen considerado será el necesario para poder turbinar el caudal de diseño durante las 5h de punta

(19,800 m3)

Debe tenerse en cuenta que al tratarse de regulación diaria, no se considera el almacenamiento de

agua excedente que pueda ser turbinada en días posteriores (por encima del caudal de 150 l/s para

19h y el caudal de diseño para las 5 h restantes).

Dado que no resulta viable realizar previsiones a este respecto se ha propuesto la simulación, mediante

los datos existentes, de la potencia firme (durante 5h) que se habría obtenido de haber existido la plan-

ta y esta pequeña capacidad de regulación en los años de registro. La media de las potencias mínimas

que se hubieran registrado cada mes (base del cargo de potencia) será el valor empleado para la esti-

mación de los ahorros en concepto de potencia.

7.1.2 Mayor capacidad de regulación

Inicialmente se ha valorado la posibilidad de regular los caudales derivados por los canales gracias a la

capacidad de embalse del Polishing Pond. Pese a que únicamente el MCDC deriva de este embalse,

se podría considerar el vertido del caudal del UCDC en el Polishing Pond para conseguir regular la su-

ma de ambos caudales y derivarlos posteriormente por el MCDC. Después de analizar los distintos

condicionantes de esta variante, en esta fase de estudio, no se profundizará más en esta posibilidad

por los siguientes motivos:

• Debido al aumento progresivo del nivel en la balsa de relaves, el Polishing Pond será alcanza-

do por el nivel del agua. Está previsto un recrecimiento del dique que impida la mezcla del

agua de proceso con el agua fresca proveniente de las quebradas “A” y “B” (Imagen 11). En

este momento no se tiene información de la forma en que se realizará este recrecimiento o las

obras de derivación de los caudales almacenados. Por ello, con la información disponible, no

es posible formular hipótesis realistas que permitan valorar con suficiente precisión esta alter-

nativa.


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Imagen 11: Quebradas “A y “B”

• Para conseguir una regulación interesante durante las horas de no generación, deberían deri-

varse únicamente los 150 l/sg comprometidos, mientras que durante los periodos de turbinado,

el caudal aumentaría considerablemente (del orden de 5 m3 /s para la alternativa de 5h) duran-

te intervalos breves de tiempo. Este hecho, podría modificar la morfología fluvial aguas abajo y

acarrear problemas sociales y técnicos asociados a esta fuerte variabilidad.

• La regulación diaria, generaría caudales altos, por lo que deberían rediseñarse los canales y la

captación en el Polishing Pond debería hacerse bajo el nivel habitual del agua en el embalse

para poder aprovechar de forma significativa su capacidad (considerando adicionalmente un

margen suficiente para garantizar una sumergencia adecuada). Esta pérdida de nivel en la en-

trada del canal, obligaría a la construcción de una conducción en presión desde el Polishing

Pond. Con el nivel actual del Polishing Pond esta posibilidad no parece factible, pero podría

resultar interesante incluirla como alternativa cuando se defina el recrecimiento del dique.

•

En caso de recrecimiento del Polishing Pond deberá valorarse la capacidad del canal UCDCpara descargar sus aguas en él tras la correspondiente elevación del nivel.

No obstante se recomienda que atendiendo a los condicionantes mencionados anteriormente se incluya

como alternativa en las futuras actuaciones sobre el Polishing Pond y los canales de derivación.


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7.2 Pérdidas de carga y caída neta

Las pérdidas de carga fueron estimadas utilizando la ecuación de Darcy-Weisbach para las pérdidas

por fricción y los coeficientes de pérdidas correspondientes para el caso de las pérdidas singulares.

Para el caudal de diseño de 1.1 m³/s las pérdidas de carga por fricción y localizadas se han estimado

correspondientemente en 17.1 m y 1.0 m en el caso de la Alternativa 1 y en 14.4 m y 1.0 m en el caso

de la Alternativa 2.

La cota normal de operación se ha fijado en la cámara de captación del MCDC a la 4,135 m s.n.m. Las

aguas son conducidas a través de las conducciones previstas en las alternativas hasta llegar a casa de

máquinas. La cota de entrada a casa de máquinas se situaría en torno a la 3,870 m s.n.m. generándo-

se un salto bruto de 265.0 m y un salto neto a caudal máximo de 247.9 m (Alt 1) y 250.6 m (Alt 2).

7.3 Potencia instalada

La potencia del aprovechamiento fue estimada en 2.3 MW con un caudal de diseño de 1.1 m³/s y una

caída neta de 247.9 m y 250.6 m (en correspondencia con cada alternativa). El cálculo se realizó me-

diante la expresión:

Donde:

− P [MW] : Potencia instalada

− g [m/s2] : Aceleración de la gravedad

− Q [m³/s] : Caudal de diseño

− h [m] : Caída neta

− η [-] : Eficiencia de los equipos (η~0.85)

7.4 Producción energética promedio

El cálculo de la producción energética toma en cuenta la potencia instalada, el factor de disponibilidadde línea y grupos y el total de horas de un año de producción.

000'1

η ⋅⋅⋅=

hQgP

000'1

FAFPd hP E

⋅⋅⋅⋅=


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Donde:− E [GWh] : Producción energética

− P [MW] : Potencia media

− FP [%] : Factor de planta

− h [h/día] : Horas por día de producción

− d [días] : Días de producción

− FA [%] : Factor de disponibilidad

La producción energética se estima en unos 11.6 GWh promedio anual (ambas alternativas), con un

factor de planta del 57.7% y un factor de disponibilidad del 98%. Este valor no considera la regulacióndiaria de los caudales que podría aumentar mínimamente el caudal aprovechado (mínimamente frente

a regulación diaria).

El cálculo de energía se ha realizado considerando las siguientes características:

- Q máx. turbinable: 1.1 m3 /s (1 turbina Pelton de eje vertical)

- Q mín. turbinable: 0.1 m3 /s

- Q ecológico: 0.15 m3 /s (turbinable)

- Caída bruta: 265 m.

- Pérdidas totales: ∆H (Alt 1) = 14.1·Q2

∆H (Alt 2) = 11.8·Q2

- Tubería de conducción: Alt 1: PRFV, D= 0.8 m, L= 1.650 m, ks= 0.16 mm.

Alt 2: PRFV, D= 0.8 m, L= 1.360 m, ks= 0.16 mm.

- Tubería de presión: Alt 1: Acero, D= 0.6 m, L= 540 m, ks= 0.1mm.

Alt 2: Acero, D= 0.6 m, L= 450 m, ks= 0.1mm.

- Eficiencia de los equipos: 0.85


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8. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

En el presente capítulo se incluye un cronograma general de las actividades para el desarrollo del

aprovechamiento. Estas actividades engloban los tiempos necesarios para la realización de estudios

preliminares, solicitud de permisos, ejecución de las obras, fabricación y suministro de equipos, hasta la

puesta en marcha de la planta.

En lo referente a la solicitud de permisos, se ha evaluado el tiempo necesario para la elaboración de los

documentos necesarios así como el tiempo requerido para su tramitación y aprobación. Dado que An-

tamina ya cuenta con derechos sobre uso de agua y que la conexión se realizará al sistema eléctrico

interno, es posible que algunos de estos permisos se encuentren duplicados o no sean necesarios de-bido a prerrogativas existentes y por lo tanto no deban ser considerados (este punto deberá ser detalla-

do en fases sucesivas).

Como punto de partida se han estimado los tiempos necesarios para la obtención de la “Concesión de-

finitiva”. El expediente de concesión debe contener como ítems más importantes:

1. Resolución Directorial aprobatoria del Estudio de Impacto Ambiental (para aprovechamientos

>20 MW) o Declaración Jurada de cumplimiento de normas técnicas de conservación del medio

ambiente y el patrimonio Cultural de la Nación (para aprovechamientos


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2.1.4. Estudio Geológico y Geotécnico

2.1.5. Ensayos de laboratorio

2.1.6. Estudio de materiales de construcción.

2.2. Optimización del proyecto: Comprenderá las siguientes actividades

2.2.1. Optimización del Esquema de Obras civiles

2.2.2. Optimización del Equipamiento Electromecánico y Sistema de Transmisión

2.2.3. Optimización de la capacidad instalada

2.2.4. Elaboración de Informe de optimización de alternativas y selección de esquema óptimo.

3. Ingeniería definitiva: comprenderá las siguientes actividades:

3.1. Diseño de detalle hidráulico y estructural de las obras civiles

3.2. Diseño de detalle del equipamiento electromecánico, electromecánico, casa de máquinas, lí-

nea de transmisión, etc.

3.3. Elaboración del Informe técnico (Pliego de condiciones generales y particulares; mediciones,

costos y presupuestos; memoria descriptiva y especificaciones técnicas; cronograma de obras)

Al terminar la ingeniería definitiva puede iniciar la etapa de licitación tanto para la construcción de las

obras como para la construcción y suministro de los equipos. Normalmente para este tipo de plantas,es preferible realizar toda la ingeniería definitiva antes de la construcción y licitar por separado las

obras civiles + hidromecánicas y las obras electromecánicas. El dueño de la planta queda como inte-

grador del proceso y puede controlar todo el procedimiento constructivo. No se recomienda debido al

tamaño de la obra, la alternativa de licitación – ejecución con conceptos de llave en mano (tipo EPC).

La Imagen 12 muestra un cronograma de las actividades generales detallando la etapa de construcción

de la obra, la que podría tomar un tiempo estimado de 18 meses.


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Imagen 12: Cronograma de actividades

1 ESTUDIO DE ALTERNATIVAS

2 ESTUDI OS DE FACTIBIL IDAD2.1 INFORMACIÓN BÁSICA

2.2 OPTIMIZACIÓN DEL PROYECTO

3 PERMISOS Y TRÁMITES

4 INGENIERÍA DEFINITIVA

5 LICITACIÓN PARA CONSTRUCCIÓN

6 EJECUCIÓN DE LAS OBRAS

6.1 ACTIVIDADES PRELIMINARES

6.1.1 Instalaciones generales y especiales

6.2 CAPTACIÓN

6.2.1. Obras de hormigón

6.2.2. Compuerta, equipos, otros

6.3 TUBERÍA GRP

6.3.1 Fabricación y suministro

6.3.2 Instalacion (en túnel o enterrada)

6.4 TUBERÍA ACERO

6.4.1 Fabricación y suministro

6.4.2 Montaje

6.5 CASA DE MÁQUINAS

6.5.1 Obras civiles

6.5.2 Fabricación de equipo

6.5.3 Transporte y montaje de unidades

6.5.4 Montaje de equipos eléctricos y de mando

6.6 PRUEBAS, ENSAYOS FINALES Y PUESTA EN OPERACIÓN

2919 20 21 22 23 24 25 26 27 285 6 7ACTIVIDADES

1 2 3 4

MESES

30 31 32 33 34 35 36 37 388 15 16 17 189 10 11 12 13 14


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9. COSTO DE LAS ALTERNATIVAS

Los costos unitarios del proyecto han sido estimados con referencias de otros proyectos desarrollados

por Lombardi tanto a nivel nacional como internacional.

Se asumieron gastos de operación y mantenimiento de 3 $/MWh.

Se han incluido en un mismo renglón los costes de investigación, ingeniería y supervisión, que genera-

rían un coste del 5% de la suma de los costes de obra civil y equipamiento electromecánico.

Así mismo se ha considerado suficiente estimar los costes imprevistos en un 15% de la suma de los

costos de obra civil y equipamiento electromecánico.

Uno de los costos con mayor peso del proyecto es el equipamiento electromecánico, para el que se

asumió un valor de 500.000 $/MW instalado, previendo adicionalmente un 20% de este monto para la

instalación de los equipos (lo que toma también en cuenta la ubicación de la mina).

Se ha realizado una valoración inicial de los costos de cada alternativa. La diferencia principal estriba

en las longitudes de tubería de acero y PRFV previstas en cada alternativa (ver Tabla 2 y Tabla 3).

ALTERNATIVA 1 Mio $Movilización y campamentos 0,10Obras de captación 0,15

Zanja T. baja 0,07Tubería baja presión 0,33Tubería Presión 0,80Bloques de anclaje 0,05Casa de máquinas (O. Civil) 0,40Líneas de transmisión 0,30SUB-TOTAL OBRAS CIVILES 2,20

Eq Electromecánico/eléctrico y de mando 1,15Instalación (20%) 0,23SUB-TOTAL EQUIPOS 1,37

Investigaciones, ingeniería y supervisión (5% SOBRE A + B)) 0,18Imprevistos (15%) 0,54

TOTAL 4,29Coste construcción/MW 1,87

Tabla 2: Costo Alternativa Superficial


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ALTERNATIVA 2 Mio $Movilización y campamentos 0,10Obras de Captación 0,15Tubería Presión 0,67Bloques de anclaje+apoyos+murete 0,12Casa de máquinas (O. Civil) 0,40Líneas de transmisión 0,30SUB-TOTAL OBRAS CIVILES 2,07

Eq Electromecánico/eléctrico y de mando 1,15Instalación (20%) 0,23SUB-TOTAL EQUIPOS 1,37

Investigaciones, ingeniería y supervisión (5% SOBRE A + B)) 0,17Imprevistos (15%) 0,52

TOTAL 4,13Coste construcción/MW 1,80

Tabla 3: Costo Alternativa Subterránea


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10. ESTUDIO ECONÓMICO FINANCIERO

10.1 Modelo Financiero

Las tarifas de potencia que actualmente se barajan hacen que el ahorro por consumo de potencia osci-

le en torno a 250,000 dólares anuales, para una reducción de 1.23 MW (considerando este valor como

media de las potencias mínimas garantizadas durante 5h diarias). Tal y como se ha planteado el mode-

lo financiero, estos ahorros serán considerados como ingresos. En otras palabras el ahorro en consumo

de potencia y consumo de energía debería financiar la central de Ayash.

Adicionalmente, teniendo en cuenta los costes de operación y mantenimiento fijados en 3 $/MWh, se

realiza el balance de ingresos/egresos debidos a la operación de la planta que debería financiar las al-

ternativas en cada caso (ver Tabla 4).

ALTERNATIVAS Costo Construcción Mio $

ALTERNATIVA 1 4.29

ALTERNATIVA 2 4.13

Tabla 4: Resumen de costos de construcción de alternativas

10.2 Evaluación de ingresos del proyecto

10.2.1 Ingresos del proyecto

En este epígrafe se realiza la estimación de los ingresos que producirá el aprovechamiento, en base al

ahorro en concepto de energía y potencia.

10.2.2 Ingresos por ahorro de energía

Como se presentaba en el Capítulo 3 del Informe Técnico, la producción de energía anual esperada es

de 11.6 GWh. El ahorro previsto se calculará con esta base de generación energética anual multiplica-

da por las tarifas facilitadas por Antamina. En caso de regulación diaria se prevé que esta energía sea

generada mayoritariamente en horas de punta. Dado que la diferencia entre tarifas de energía entre ho-

ra de punta y fuera punta no es significativa (10%) se ha preferido emplear la tarifa de fuera de punta

situándonos de este modo del lado de la seguridad.

10.2.3 Ingresos por ahorro de potencia

Para establecer el valor de potencia mínima garantizada durante un periodo de 5 horas se siguieron los

siguientes pasos (regulación diaria):


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1. Suma de los caudales registrados por las estaciones CO-10 y CO-37.

2. Detracción de los caudales ecológicos a los caudales obtenidos en el punto 1.

3. Consideración de los caudales resultantes como disponibles para regulación.

4. Estimación de los caudales disponibles para generación cada día durante 5h.

5. Cálculo de los caudales mínimos registrados cada mes (base de cargo de potencia).

6. Cálculo de la media de los caudales mínimos.

7. Estimación de la potencia asociada a este caudal medio.

Mediante este procedimiento se concluye que el ahorro obtenido por la estación de Ayash, mediante la

regulación diaria de los caudales del MCDC y UCDC, en caso de haber operado durante los años deregistro, se correspondería con:

Ahorro Pot ($/año) = Pot. Mín. garantizada (MW) x Tarifa Mensual ($/MW-mes) x 12 (mes/año)

Para una potencia mínima garantizada de 1.23 MW.

10.3 Parámetros financieros del modelo

A continuación se realiza una breve relación de los principales parámetros incluidos en el análisis finan-

ciero:

• Se presentan las “TIR de proyecto” para cada alternativa, asumiendo que serán financiadas

completamente con capital propio, por lo que la “TIR del inversor” sería la misma.

• Las tarifas utilizadas, tanto de potencia como de energía, desde el año 1 hasta el 15 son las

proporcionadas por Antamina; del año 15 al 40 se han incrementado las tarifas por una tasa de

inflación del 2.5% anual.

• Se asume que en las tarifas proporcionadas por Antamina las contribuciones al Ministerio de

Agricultura por el uso del agua (1% sobre ingresos del mercado Spot), al OSINERGMIN (1%

sobre ingresos del mercado Spot) y al COES (0.5% sobre ingresos del mercado Spot) están in-

cluidas.

• Los ahorros en potencia (por la potencia generada) y energía (energía generada) se presentan

como ingresos

• Los costos de O&M se aproximan a 3 $ por MWh generado


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• De acuerdo al Decreto Legislativo 1058 del 27 de junio de 2008, la depreciación acelerada se

aplicará a maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para la instalación y operación de la

central y la tasa anual de depreciación será no mayor de 20%

• La depreciación acelerada genera fuertes pérdidas operativas durante los primeros 5 años, los

que a su vez generan 5 años de créditos fiscales a ser aprovechados de los años 6 al 10.

• El WaCC (“Weighted average Cost of Capital”) utilizado es de 8.03%

• Los costos de reposición de equipos ascienden a 0.03 Mio $/MW instalado.

10.4 Resultados del modelo

En la Tabla 5 se muestran los resultados derivados de la aplicación del modelo financiero:

AlternativaPot inst. Inv. Inicial TIR NPC Average Yield MoC Payback

(MW) (Mio $) (%) (Mio $) (%) (-) Año

1 2.3 4.29 15.8 4.0 18.8 7.5 7.4

2 2.3 4.13 16.1 4.0 19.3 7.7 6.9

Tabla 5: Indicadores financieros

En la Tabla 6 se muestran unos resultados aproximados de la aplicación del modelo, sin considerar el

ingreso por ahorro de potencia y considerando una tarifa de energía constante de 62 $/MWh (venta del

90% de la energía en subasta y del 10% en el mercado Spot):

AlternativaPot inst. Inv. Inicial TIR NPC Average Yield MoC Payback

(MW) (Mio $) (%) (Mio $) (%) (-) Año

1 2.3 4.29 12.6 1.8 10.3 4.1 2.9

2 2.3 4.13 13.0 1.9 10.7 4.3 3.5

Tabla 6: Simulación financiera de venta al mercado


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11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

11.1 Conclusiones

Las conclusiones principales del estudio pueden ser resumidas en la forma siguiente:

- Se ha considerado un esquema de obras de captación compatible con la subida constante del

nivel en la balsa de relaves, ubicadas en los canales correspondientes (MCDC, UCDC y

ACDC).

- Se diferencian dos variantes de conducción:

Alternativa 1: Prevé la conducción en superficie desde la zona de captación hasta la

casa de máquinas, comprendiendo un tramo de baja presión en zanja enterrada y otro

en tubería de presión en acero.

Alternativa 2: Prevé la conducción mediante tubería instalada en el interior del “decant

tunnel existente”.

- La casa de máquinas deberá ubicarse a la salida del “decant tunnel” debido a las limitaciones

de espacio aguas abajo de la presa.

- El costo de construcción rondará los 4.25 Mio $.

- La tasa interna de retorno (TIR) oscila entre el 15.8% - 16.1%.

- Las tarifas de energía consideradas son las de fuera punta (menores) y por tanto conservativas

respecto a los resultados mostrados en el análisis financiero.

- Se prevé que los principales retos a enfrentar en fases sucesivas se correspondan con la reso-

lución de las interferencias con futuras actuaciones que implicarán la modificación de las infra-

estructuras existentes y la elevación del nivel de la balsa de relaves. Especialmente en lo refe-

rente al diseño de los equipos y operación del sistema (regulación).

- La regulación diaria permitiría aprovechar, sin incurrir en un sobrecoste significativo, las penali-zaciones por consumo de potencia en determinadas horas del día, lo que contribuiría a finan-

ciar la planta.

- Debido a que ambos esquemas no consideran la realización de importantes obras subterrá-

neas o grandes excavaciones en superficie, sólo será necesario realizar un reconocimiento del

trazado de la tubería, en el caso de conducción superficial, y una evaluación de la situación ac-

tual del túnel existente para el caso de conducción subterránea. Deberá prestarse especial

atención a la zona de instalación de la tubería de presión en la alternativa superficial, debido a


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que corresponde a un tramo de elevada pendiente donde deberán cimentarse los bloques de

anclaje.

- El plazo general de implementación del proyecto ha sido evaluado en apróx. 38 meses de los

cuales los primeros 20 serán necesarios para estudios, licencias y permisos y procesos de lici-

tación y los sucesivos 18 meses serán de construcción.

11.2 Recomendaciones

De forma general se realizan las siguientes recomendaciones:

- Deberá realizarse un análisis detallado de todas las interferencias actuales y futuras que pue-

dan condicionar el diseño de la central de Ayash. Especialmente se tendrá en cuenta en lo refe-

rente al recrecimiento del “Polishing Pond” y al consecuente aumento de su capacidad de regu-

lación. La tubería de baja presión de la alternativa superficial deberá atravesar el cuerpo de la

presa de relaves, por lo que será otra importante interferencia a valorar.

- Deberá recopilarse información detallada de las instalaciones existentes, especialmente en el

caso de conducción a través del “decant tunnel”, tanto en lo referente al tipo de instalaciones

como su estado actual.

- Como su nombre indica una de las finalidades del “Polishing Pond” es la decantación de sedi-mentos, por lo que en esta etapa no se ha considerado la construcción de desarenadores. En

fases sucesivas deberá verificarse esta condición.

- En caso de plantearse un esquema de operación regulado, deberán tenerse en cuenta las limi-

taciones técnicas, sociales, y ambientales contenidas en el Apartado 3.4.2. de este informe.

Lombardi SA Ingenieros Consultores - Sucursal Perú


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ANEXO A

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO


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ESTUDIO ALTERNATIVAS ENERGÉTICAS - COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A.Central hidroeléctrica Ayash: Informe técnico general 1

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL PROYECTO:

A) DATOS HIDROLÓGICOS PRINCIPALES

Caudal de diseño 1.1 m3 /s

Caudal ecológico 0.150 m3 /s

Caudal mín. garantizado (5h) 0.59 m3 /s

B) CAÍDAS

Cota normal de operación en obra de toma 4,135 m s.n.m.

Caída bruta normal ~ 265 m

Pérdidas de carga totales del sistema para Qdiseño (Alt1) ~ 17.1 m

Pérdidas de carga totales del sistema para Qdiseño (Alt2) ~ 14.4 m

Caída neta normal (Alt1) ~ 247.9 mCaída neta normal (Alt2) ~ 250.6 m

C) CARACTERÍSTICAS DE LAS OBRAS PRINCIPALES

Conducciones

Tubería de conducción: Alt 1: PRFV, D= 0.8 m, L= 1.650 m, ks= 0.16 mm.

Alt 2: PRFV, D= 0.8 m, L= 1.360 m, ks= 0.16 mm.

Tubería de presión: Alt 1: Acero, D= 0.6 m, L= 540 m, ks= 0.1mm.

Alt 2: Acero, D= 0.6 m, L= 450 m, ks= 0.1mm.Casa de máquinas

Tipo de unidad Pelton

Potencia instalada total 2.3 MW

Cota eje de unidades ~ 3,870.00 m s.n.m.

Área casa de máquinas ~ 200 m2

20105.0-R-003 - Informe Técnico Central Hidroeléctrica Ayash

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